1. Класифікація геофізичних методів дослідження свердловин.

2. Апаратура для проведення геофізичних досліджень в свердловинах.

3. Основи кількісної інтерпретації даних ГДС за допомогою сучасних систем інтерпретації даних ГДС.

4. Системи інтерпретації даних гдс.

Практична частина

Визначення пористості за даними різних методів гдс

1. Зняття відліків з кривих ГДС.

2. Визначення літології та пористості за різними методами ГДС.

Теоретична частина

Класифікація геофізичних методів дослідження свердловин.

Апаратура для проведення геофізичних досліджень в свердловинах.

Структура гдс.

Методи геофізичних досліджень свердловин:

геофізичні дослідження нафтогазових свердловин – промислова геофізика,

геофізичні дослідження вугільних свердловин, геофізичні дослідження рудних свердловин, геофізичні дослідження інженерних та гідрогеологічних свердловин.

Останнім часом стрімкого розвитку набуває напрямок, що об’єднує методи вивчення геологічного розрізу, розкритого свердловиною, із наземними методами досліджень – свердловинна геофізика.

На відміну від методів ГДС, що вивчають лише навколосвердловинний простір (перші метри у радіальному напрямку від вісі свердловини), свердловинна геофізика дозволяє дослідити міжсвердловинне середовище (вертикальне сейсмічне профілювання, міжсвердловинне прозвучування та ін.). Сучасні досягнення в галузі космічної техніки зробили можливим використання дистанційних зондувань Землі з борту космічних апаратів для вирішення задач як фізики Землі в цілому, так і для вирішення задач прикладної геофізики.

Рис. 9.1.

В залежності від кола задач, що розв’язуються, в геофізичних дослідженнях у свердловинах можна виділити наступні напрямки:

• вивчення геологічного розрізу;

• вивчення технічного стану свердловин;

• відбір зразків порід та пластових флюїдів, прострілочно-вибухові роботи у свердловинах;

• моніторинг за розробкою родовищ корисних копалин.

Процес буріння полягає у розкритті (розбурюванні) гірських порід буровим інструментом (різних типів буровими долотами). При цьому частинки розбуреної гірської породи видаляються з вибою на поверхню за допомогою бурового розчину (промивальної рідини), що безперервно циркулює в свердловині під час буріння. Буровий розчин подається за допомогою насосів з поверхні в колону бурильних труб, потрапляє на вибій крізь отвори у долоті (промиваючи його при цьому), підхоплює уламки гірських порід (шлам) та повертається на поверхню із зовнішньої сторони колони бурильних труб. Напрямки руху бурового розчину позначені на рис.2 стрілками.

В якості промивальної рідини при бурінні використовують воду, глинисті та глинисто-вапнякові розчини, розчини на нафтовій основі, емульсійні та інші розчини. Найбільш широкого застосування набули глинисті розчини. Необхідно підкреслити, що від фізико-хімічних властивостей промивальної рідини залежить ефективність методів геофізичних досліджень свердловин (ГДС).

Після закінчення буріння та проведення ГДС у відкритому стовбурі свердловину укріплюють обсадними металевими колонами. Простір між обсадною колоною та стінками свердловини заповнюється цементним розчином для закріплення свердловини та усунення штучного гідродинамічного зв’язку між окремими пластами.

Гірські породи мають різні механічні властивості. Щільні зцементовані породи при розбурюванні в околі стінок свердловини не руйнуються (пісковики, вапняки, доломіти, магматичні породи), і діаметр свердловини напроти таких порід дорівнює номінальному діаметру долота ( ); глинисті породи, солі, навпаки, розмиваються промивальною рідиною, внаслідок чого утворюються каверни, тобто збільшення діаметру свердловини ( ).

В розрізах нафтогазових свердловин найбільший інтерес викликають пористі проникні пласти (пласти-колектори), що здатні пропускати крізь себе рідину (воду, нафту, газ, конденсат) при певних перепадах тиску. Розкриття порід під час буріння відбувається, зазвичай, при переважанні тиску в свердловині над тиском у пласті-колекторі, тому в пористі породи проникає промивальна рідина. При цьому, оскільки пори порід-колекторів зазвичай мають невеликі радіуси (від одиниць до сотень мікрометрів), то в такі породи потрапляє тільки фільтрат промивальної рідини, а глинисті частинки осаджуються на стінках свердловини, утворюючи навпроти проникних пластів глинисту кірку, товщина якої може сягати 3 см, що обумовлює зменшення діаметру свердловини ( ).

Частина проникного пласта, в яку потрапив фільтрат промивальної рідини, називається зоною проникнення. Тут фільтрат змішаний з пластовою рідиною, і питомий електричний опір ρ_зп цієї зони змінюється в радіальному напрямку (перпендикулярно до вісі свердловини). Із збільшенням відстані від стінки свердловини об’єм фільтрату в одиниці об’єму породи поступово зменшується і опір зони проникнення ρ_зп досягає значення опору незміненої частини пласта ρп. Умовно зоною проникнення вважають концентричний шар з ефективним діаметром D_зп та постійним опором ρ_зп. Поняття ефективного діаметру зони проникнення з постійним опором вводиться для апроксимації реального неоднорідного середовища і приймається з таким розрахунком, що його вплив на результати вимірів опору в неоднорідному середовищі (зоні проникнення) є еквівалентним фактичному діаметру зони проникнення. Найбільш змінена частина пласта поблизу стінки свердловини називається промитою зоною (промитим пластом). В цій частині пласта фільтрат промивальної рідини практично повністю витісняє природні флюїди, що насичують пласт.

Перераховані вище чинники визначають конструктивні особливості свердловинної апаратури в цілому та її окремих частин. Умови експлуатації свердловинного приладу значно відрізняються від умов експлуатації наземних приладів і характеризуються (за П. А. Зельцманом) наступним.

1. Свердловинний прилад опускають в свердловини відносно малого діаметру, але значної глибини. Найчастіше за все прилад спускається під дією власної ваги. Частину геофізичних досліджень проводять у відкритому стовбурі, оскільки наявність обсадних труб спотворює або екранує вимірювані фізичні параметри порід. Деякі виміри виконують в обсадженій свердловині. Отже, свердловинний прилад повинен спускатися як в обсаджену, так і в не обсаджену свердловину.

Відповідно формі стовбура свердловини свердловинним приладам найчастіше надають циліндричну форму або форму з циліндричною симетрією. Буровий розчин, нерівності й каверни в стінках свердловини, а також викривлення стовбура створюють перепони для вільного проходження приладу. У зв’язку із цим необхідно вибрати такі розміри і форму свердловинного прилада, які дозволили б йому легко долати ці перепони.

Діаметр свердловинного приладу повинен забезпечити мінімально необхідний зазор між приладом і стінкою свердловини. У промисловій геофізиці встановлені наступні діаметри свердловинних приладів: 28, 36, 40, 48, 60, 70, 90 і 100 мм.

Рис. 8.2. Модель свердловини, якою розкритий осадовий розріз.

При виконанні геофізичних досліджень на свердловинах діаметр свердловинних приладів вибирають із умови, що він не повинен менше ніж на 20 мм відрізнятися від номінального діаметру свердловини. Довжина приладу визначається головним чином розмірами розташованих у ньому елементів і механізмів, а також зручністю транспортування. Проте вона не повинна бути меншою певної величини, щоб уникнути застрягнення приладу в свердловині при можливих перекосах під час спускання.

Вільний спуск приладу в свердловину ускладнює в’язкість бурового розчину та його виштовхуючи дія, яка стає вельми відчутною при значній питомій вазі розчину і у тих випадках, коли питома вага розчину є близькою або більше середньої питомої ваги каротажного кабелю (це має місце при роботі із трижильним неброньованим кабелем, питома вага котрого складає біля 1.5 г/см³). При цьому до приладу необхідно підвісити вантаж значної ваги. Тому в глибоких свердловинах, що буряться на важкому буровому розчині, геофізичні виміри проводять на одножильному броньованому кабелі, середня питома вага котрого складає біля 4.5 г/см³.

Отже, конструкція свердловинного приладу, його форма і розміри повинні забезпечити гарну прохідність у свердловинах на потрібну глибину в ускладнених умовах.

2. Буровий розчин створює гідростатичний тиск, котрому піддається прилад, занурений у свердловину. Можна приблизно вважати, що на кожні 10 м занурення приладу питомий тиск, що діє на прилад, збільшується на величину, яка чисельно дорівнює густині бурового розчину. Більша частина нафтових і газових свердловин досягає глибини 3000 м, а максимальна питома вага розчину в них – 1.5-2 г/см³. В залежності від цільового призначення свердловин встановлені наступні максимальні значення гідростатичного тиску, за якого повинні працювати свердловинні прилади: 200, 600, 1000 й більше за 1000 кг/см².

Максимально припустимий тиск є найбільш характерним експлуатаційним параметром свердловинного приладу. Наявністю зовнішнього тиску обумовлена необхідність забезпечити його міцність (недеформованість) і герметичність.

3. По мірі занурення прилада у свердловину температура зовнішнього середовища змінюється доволі суттєво і зазвичай протягом незначного проміжку часу. Якщо на поверхні землі прилад працює при температурі -40 ÷ +50 °С, то у верхній частині розрізу він потрапляє в інтервал з температурою +2 ÷ +15 °С, тобто піддається достатньо швидкому розігріву або охолодженню, а потім, під час занурення, знаходиться в режимі неперервного росту температури (при одночасному збільшенню тиску).

Максимальна температура середовища залежить від геологічних умов і глибини свердловини. У більшості нафтогазоносних провінцій середній геотермічний градієнт не перевищує 3-4 °С / 100 м, що при глибині свердловини біля 3000 м дає температуру на вибої біля 100-120 °С. В глибоких і надглибоких свердловинах температура на вибою може досягати 200-250 °С. Встановлені наступні максимальні значення температур, за яких повинні працювати свердловинні прилади: 50, 120, 200 і більше 200 °С.

Таким чином, свердловинним приладам доводиться працювати у доволі жорсткому температурному режимі. Тому повинна бути забезпеченою термостійкість приладів, тобто їхня працездатність у всьому діапазоні температур. У тому ж самому діапазоні потрібно забезпечити їхню термостабільність – збереження величини похибки вимірів у припустимих межах.

4. Буровий розчин, в котрому знаходиться свердловинний прилад в процесі роботи, являється більш-менш агресивним середовищем, що впливає на матеріали, з яких виготовлений прилад. Тут можуть мати місце корозія металів, електролітичні процеси на струмопровідних елементах, а в ряді випадків – дія хімічно агресивних компонент бурового розчину.

5. В процесі вимірів свердловинний прилад зазнає значних механічних впливів. Він також піддається трясці під час транспортування, яке із врахуванням специфіки геологорозвідувальних робіт може здійснюватися по шлаках будь-якого класу і, часто, повному бездоріжжю. При опусканні та підніманні приладу у свердловині можливі удари о стінку свердловини та її нерівності, зриви на глибину в декілька метрів та інші ударні впливи.

Слід зазначити, що вплив усіх цих факторів на прилад посилюється одночасною дією температури, оскільки внаслідок різних температурних коефіцієнтів розширення різних елементів конструкції нагрівання та ударні впливи призводять до послаблення різьбових та інших з’єднань. Крім того, поверхні приладів і зондів із-за наявності викривлення свердловини піддаються зносу в результаті тертя об її стінки, що часто складені гірськими породами із сильно абразивними властивостями. Зі сказаного випливає, що конструкція свердловинного приладу повинна володіти ударною міцністю, вібростійкістю та зносостійкістю. Для більшості свердловинних приладів ударне навантаження досягає величини 15 g, а відбростійкість повинна бути забезпеченою в межах до 30 Гц при амплітуді 1.2 мм. Зносостійкість визначається ступінню зносу за деякий час і залежить від механічних властивостей матеріалів. Її слід враховувати при з’ясуванні строку служби відповідних елементів свердловинного приладу.

Специфічні умови експлуатації свердловинної апаратури полягають у тому, що в процесі вимірів свердловинні і наземні прилади знаходяться один від одного на значній відстані. Внаслідок цього операції, що виконуються за допомогою цієї апаратури, являють собою телеметричні (дистанційні) виміри. Наявність доволі протяжної лінії зв’язку, котрою являється каротажний кабель при великих глибинах досліджень, накладає на телевимірювальну систему свердловинної апаратури доволі жорсткі вимоги, необхідні для досягнення потрібного діапазону і точності вимірів.

Умови вимірювань впливають на результати ГДС і тому обов’язково мають бути враховані при обробці та інтерпретації отриманих даних.

Означені задачі вирішуються за допомогою методів досліджень та спеціальних робіт у свердловинах.